三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段混积岩致密油地质特征及勘探潜力

李新宁，马强，梁辉，张品，张琪，贾雪丽，蒲振山，闫立纲，孟元林

（1.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院；2.东北石油大学地球科学学院）

三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段混积岩致密油地质特征及勘探潜力

李新宁1，马强1，梁辉1，张品1，张琪1，贾雪丽1，蒲振山1，闫立纲1，孟元林2

（1.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院；2.东北石油大学地球科学学院）

依据三塘湖盆地致密油勘探最新资料，对二叠系芦草沟组二段混积岩系统开展了致密油“七性”关系评价。芦二段发育一套新型的优质烃源岩层系，呈楔状分布，厚度大，有机质丰度高、类型好、整体处于生油窗内；芦二段岩性复杂，为一套由陆源碎屑、空落火山灰、碳酸盐3大类按不同比例频繁混积而成的纹层构造混积岩组合；宏观电性特征为低自然伽马、高电阻率；储集层物性非均质性强，基质孔隙以微孔为主，具有特低孔、超低渗的特点，裂缝提供了一定储集空间，对渗流贡献巨大；芦二段含油性好，常规取心分析含油饱和度在15%～80%；芦二段脆性矿物含量高（80%～90%），黏土矿物含量普遍小于10%；岩心敏感实验显示芦二段水敏及速敏差异变化大，酸敏普遍较弱。通过对芦二段的“七性”关系评价，认为这套源储一体的致密油的“成藏”主控因素是烃源岩成熟度和储集层物性，优选出芦草沟组二段有利混积岩致密油“甜点区”，即凹陷成熟烃源岩范围内的储集层物性优越区。图10表2参13

三塘湖盆地；芦草沟组；致密油；混积岩；地质特征；勘探潜力

0 引言

致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑或者碳酸盐岩储集层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂才能形成工业产能，致密油的物性界限确定为地面空气渗透率小于2×10-3μm2，地下覆压渗透率小于0.2×10-3μm2[1]。混积岩致密油分布极为广泛，资源丰

富，目前中国在准噶尔盆地二叠系、四川盆地侏罗系、渤海湾盆地古近系沙河街组、柴达木盆地古近系—新近系、酒西盆地白垩系湖相混积岩，美国在威利斯顿盆地Bakken和墨西哥海湾盆地Eagleford等海相混积岩致密油领域相继取得较大突破[1]。中国陆相湖盆混积岩主要由陆源碎屑与湖相碳酸盐组分混合沉积形成，成分复杂，常见不同矿物成分按不同组合方式的纹层结构[2]。三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段（以下简称芦二段，P2l2）由陆源碎屑、湖相碳酸盐及火山尘混杂而成，矿物组分较为特殊，属于一种广义的混积岩。目前芦二段混积岩致密油勘探已成为吐哈油田重要的勘探接替领域，本文依据三塘湖盆地芦草沟组致密油勘探最新成果，阐述其基本地质特征，为混积岩致密油勘探提供理论基础和技术支撑。

1 研究区概况

三塘湖盆地可分为北部隆起带、中央坳陷带和南部冲断带，其中中央坳陷带的马朗凹陷和条湖凹陷是目前勘探主要地区（见图1）。盆地油气钻探始于1993年，先后发现了侏罗系西山窑组、三叠系克拉玛依组、二叠系条湖组与芦草沟组、石炭系卡拉岗组与哈尔加乌组6个含油气层段，具有多层系叠合含油的特点，盆地二叠系、三叠系和侏罗系已上交三级石油地质储量2.5×108t，证实其烃源岩主要为二叠系芦草沟组。盆地钻遇芦草沟组探井总计48口，其中47口井见油气显示，28口井39层测试见油，但截至目前，达到工业产能的井仅有7口，这既显示了其良好的含油气性，又说明了其储集层的复杂性。

图1 三塘湖盆地构造单元划分及二叠系芦草沟组地层柱状图（据文献[3]修改）（GR—自然伽马；Rlld—深侧向电阻率）

盆地芦草沟组可分为3段，其中主要烃源岩和储集层段都集中于芦二段[3-5]。芦二段富含碳酸盐、凝灰质及碎屑成分，烃源岩处于生油窗内，有机质丰度高，储集层厚度大，脆性矿物含量高，属特低孔超低渗储集层。

2 芦二段地质特征

2.1 烃源岩特征

三塘湖盆地芦二段烃源岩主要形成于火山喷发期，火山灰落入咸化湖盆之后，使菌藻类低等水生生物勃发，碳酸盐沉淀，形成白云石纹层；藻类勃发快速毒化了湖泊中的生态环境，引起湖中生物的大量死亡，湖底的强还原环境使之得以保存，形成了富有机质纹层沉积（见图2a、2b）。其总有机碳含量（TOC）为0.05%～17.80%，均值为5.80%；生烃潜量（S1+S2）为0.01～134.23 mg/g，均值为28.8 mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.013%～1.880%，均值为0.420%。

根据18口井1 124个IHC（S1与TOC比值）与总有机碳含量数据可知，芦二段有效烃源岩散点转折点约在TOC为2%时，因此判定烃源岩排烃下限TOC为2%（见图3a）。

10口井529个数据统计表明，芦二段烃源岩干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主（见图3b），烃源岩显微组分中腐泥组含量最高，为3.63%～95.14%，平均值为60.43%，其有机质含量高，是较好的生烃母质。烃源岩具有富氢贫氧的元素特征，O/C值为0.05～0.15，H/C值主要为1.0～1.5，大部分烃源岩的氢指数（IH）在700 mg/g左右（见图3b），Ro值主要为0.50%～1.02%（见图3b），Tmax主要为431～458 ℃，SI（甾烷异构

化指数）在0.19～0.38，TAI（孢粉颜色指数）为2～5。综合判断芦二段烃源岩目前已进入生油门限，处于低熟—成熟阶段。区域上芦二段呈楔状分布，厚度一般为100～300 m，由北往南沉积厚度增大，集中发育于盆地西南部沉积中心，分布面积达1 700 km2。

图2 研究区典型井芦草沟组岩心及薄片照片

图3 芦草沟组二段烃源岩有机碳下限及干酪根类型图

2.2 储集层岩性特征

芦草沟组属典型的浅湖—半深湖相还原环境沉积[6]，富含碳酸盐，芦二段白云石含量一般高于30%，局部可达70%以上，长英（长石+石英）质含量一般为40%～60%（见图4）。全岩X衍射分析显示，芦二段全段黏土含量一般不足10%。宏观来看，岩心显示以典型的纹层状互层为主（见图2a）。富含有机质的凝灰质纹层与白云石纹层组成的层偶重复出现，形成纹层构造（见图2b）。图2a中1、2和7号纹层是典型的致密油储集层，其S1值较高而有机质丰度趋于0，油气应由相邻的3—6号烃源岩层运移而来。3—6号纹层致密储集层与烃源岩共存，其中深色纹层为凝灰质富有机质烃源岩，浅色纹层为白云质或灰质纹层。微观照片显示，“储集层”与“烃源岩”紧密接触，互层发育，荧光照片显示富有机质凝灰质纹层与白云石纹层间互（见图2b）。图2a中1—7号层累计厚度仅12 cm，渗透率极低，宏观上这套纹层状储集层可以视为一套广义的混积岩致密油储集层。

芦草沟组发育凝灰岩、碳酸盐岩、陆源碎屑岩以及凝灰质、碳酸盐、陆源碎屑的混杂沉积，混杂沉积物中3种成分含量常常均小于50%（见图5），很难以一种或者几种简单岩性来命名，故认为这种特殊岩性属广义的“混积岩”。盆地北部芦二段分布混积碳酸盐岩、泥质碳酸盐岩、砂质碳酸盐岩，而混积沉凝灰岩、（沉）凝灰岩、白云（灰、砂）质沉凝灰岩、混积岩主要发育于盆地腹部及南部，（钙质）砂岩发育于盆地边缘。

2.3 储集层电性特征

宏观上芦二段表现为低自然伽马高电阻率电性特征（见图4），但各井之间电阻率值差异较大，深侧向电阻率值在4～100 000 Ω·m，已知油层的电阻率为50～10 000 Ω·m，造成电阻率值差异巨大的主要原因有：①单井纵向上有机碳含量、矿物组分含量的变化对电阻率值影响较大，测井曲线标定显示有机碳含量高、石英及斜长石含量高的层段对应深侧向电阻率曲线值大，而有机碳含量低、白云石及方解石含量高的层段，电阻率曲线值相对低；②横向上，有机碳含量相同的层段，热演化程度高的层段电阻率值较大，文献[7]认为其原因在于有机质随生烃作用增强，烃源岩内水分子被新生成的烃排挤出去，烃类占据其位置，导致烃源岩导电性减弱[7]；③在有机碳含量、热演化程度相同的条件下，挤压应力越大，岩石颗粒排列越紧密，地层水连通性越差，致密油导电性越差。

2.4 储集层物性特征

芦二段储集层粒级较细，碳酸盐岩发育微晶—细晶结构，混积岩、（沉）凝灰岩及陆源碎屑岩以细—微颗粒为主。50块岩心样品统计发现，87.22%的样品粒径小于0.25 mm，53.23%的样品粒径小于0.062 5 mm。由于储集层的粒度极细，所以其孔喉半径较小，主要发育微孔（见图2c—2e）和孔喉半径小于1 μm的纳米级孔喉，88块样品压汞测试结果表明，纳米级孔喉占85.78%。因此，储集层具有微孔—纳米级微细喉、分选较好的孔喉结构。

芦二段储集层既有次生孔（见图2c、2e），也存有一定原生孔（见图2d）。常见的次生孔有粒间溶孔、粒内溶孔，原生孔如有机质孔。储集空间以粒间（晶间）微孔、溶蚀微孔为主，有机质微孔较少。

芦二段岩心分析（22口井1 854个数据）结果显

示，其物性整体偏差（见图6a、6b），孔隙度小于7%的样品占76.5%左右，除去少量有溶蚀显孔及微缝样品，实测空气渗透率普遍小于1×10-3μm2，其中小于0.1×10-3μm2样品占80%以上，为典型“特低孔、超低渗”型储集层。钻井取心证实芦二段溶蚀孔隙多发育在热成熟度高、有机质丰度高、沉积厚度大的沉积中心。从整个区域上看，孔隙度大小受挤压应力影响较大，靠近盆地南缘挤压应力大，芦二段埋深大，物性相对致密，东北缘方向物性逐渐变好。

图5 马朗凹陷芦二段岩性分类图（17口井708个数据）

2.5 含油性

岩心定量荧光分析显示，芦二段相当油含量在80～1 000 mg/g，荧光对比级别为7～11级不等（见图4），岩心分析含油饱和度为15%～80%，综合岩心和薄片观察、原油生产特点分析，芦草沟组表现为基质和裂缝双重含油的特点。含油性好的储集层多集中在大孔隙或裂缝发育段，混积岩、凝灰质碳酸盐岩、碳酸盐质沉凝灰岩均见到良好油气显示。平面上，储集层含油性好的区块主要位于有机碳含量高、厚度大、热演化程度高、保存条件好的沉积中心；纵向上，夹杂在有机质丰度高的烃源岩中间的混积岩、凝灰质白云岩、白云质沉凝灰岩含油性较好。

从11口井试油段含油饱和度与孔隙度散点交会图可知，芦二段实测含油饱和度普遍较低，其中油层及油水同层平均含油饱和度下限为30%（见图6c），裂缝型储集层孔隙度下限约为2%，基质型储集层孔隙度下限约为4%。芦二段含油饱和度较低的主要原因一方面是由于储集层致密，束缚水含量过高，另一方面是由于采用常规取心，而非密闭取心，造成了油气损失，因而含油饱和度普遍较低。

图6 芦草沟组二段试油层物性及含油饱和度散点图

2.6 脆性及敏感性

芦二段矿物组分主要为石英、斜长石、钾长石、白云石、方解石、黏土等，其中石英含量在20%～50%，白云石含量在15%～45%，黏土矿物含量普遍小于10%，脆性指数在50%～90%，弹性模量一般，为（1.379～2.758）´104MPa，泊松比为0.25～0.45，储集层易于压裂造缝（见图4）。岩心敏感实验显示芦二段水敏及速敏差异变化大，酸敏普遍较弱（见表1）。但根据现场压裂试油结果，水基压裂对强水敏地层改造效果较好，酸压效果反而较差，说明目前针对这类混积岩致密储集层敏感性实验结果的适用性仍需进一步探讨。

表1 芦草沟组二段不同岩性岩心敏感性评价表

3“成藏”主控要素

3.1 成熟烃源岩展布区域

芦二段烃源岩成熟度分析显示其处于低成熟—成熟阶段，处于成熟生烃范围内的探井油气显示丰富，芦二段埋深较大的地区原油物性变好，气油比较高（见表2），油藏压力系数偏高。纵向上，由氯仿沥青“A”/ TOC、原油黏度、密度与埋深关系分析，埋深2 800 m是一个较为明显的界线，对应烃源岩Ro值约为0.7%，2 800 m以浅部位原油黏度及密度明显较大，且岩心含油率较低，说明烃源岩成熟度是控制“成藏”的关键因素（见图7），同时也说明烃源岩的成熟度下限为0.7%，此外，2 800 m以深氯仿沥青“A”/TOC形成一个较高峰值，表明原油经过了短距离运移，形成相对富集的致密油，此时原油黏度和密度也明显下降，因此，氯仿沥青“A”/TOC高峰值段为有利的致密油、页岩油勘探层段[8]。

表2 马朗凹陷芦草沟组二段原油物性测试数据表

图7 芦草沟组二段氯仿沥青“A”/TOC及原油黏度、密度与埋深关系散点图（b图黏度在50 ℃下测定，c图密度在20 ℃下测定）

3.2 储集层物性

芦二段混积岩致密油储集层物性主要与沉积环境、裂缝发育情况以及成岩作用的关系较大。

3.2.1 沉积环境

沉积相带决定了良好储集层的分布，研究发现基质孔发育的储集层处于滨湖亚相，水动力作用较强时，接受了粒度较粗、分选较差的粗碎屑沉积物，不仅易于保留粒间孔，还易于形成次生孔（见图2c、2e）；而水动力作用较弱时，水体也较深，易形成半深湖—深湖相细粒沉积，主要发育泥级纹层岩[9]。水动力强弱震荡变化，形成了有效烃源岩和良好储集层叠置分布。

3.2.2 裂缝发育情况

芦二段岩心裂缝含油现象十分普遍，L9井芦草沟组2 310.3～2 328.4 m取心显示裂缝发育，裂缝主要为高角度裂缝、水平缝，裂缝面普遍见油。“油气藏”分析表明，裂缝既可发育于背斜部位，也可发育于斜坡部位。微裂缝往往多期形成，早期形成的微裂缝易于被方解石充填，成为无效裂缝，有效微裂缝主要是晚期所形成，岩心中晚期裂缝多含油（见图2f—2h）。深度大于4 200 m的岩心中也发现了含油裂缝，说明裂缝是芦二段富集高产的重要因素，裂缝常见于脆性矿物较多的储集层中[10]，脆性矿物含量越高，一方面，在成岩作用过程中越易于形成层间和层内缝；另一方面，在盆地应力作用下储集层易于形成微裂缝，为油气储集提供场所。

芦二段裂缝类型多样，但以网状缝为主。岩性和构造控制了裂缝的发育，混积岩裂缝发育，灰岩、灰质砂岩、砂砾岩裂缝发育较差，而混积岩沉凝灰岩、深部位的白云岩溶蚀孔较发育；构造顶部和持续活动的大断层附近，裂缝相对较为发育。裂缝的发育与层厚具负相关性：岩层单层厚度越薄，裂缝发育密度越大。

从探井生产曲线（见图8）上也可以看出，裂缝发育的L9井储集层，初期油高产，但在30 d后产量快速下降，至90 d时基本稳定在日产油5 m3，不产水，其长期稳产必然依赖于基质供油。而以基质含油为主的L52井储集层，由于缺乏天然裂缝，故初产油较低，经小规模压裂改造后，能90 d持续稳产，说明人工造缝可以极大改善储集层渗流性能。

图8 芦二段典型井90 d生产曲线图

3.2.3 成岩作用的影响

芦二段广泛发育混积白云岩、泥（凝灰）质白云岩，在中成岩阶段A21—A22亚期，有机酸溶蚀作用最强，白云岩的溶蚀作用随埋深的增加而增强，L33井取心证实，在盆地中央3 600 m深处也见到了次生孔隙发育带[11]。

4 成藏模式

芦二段广泛发育“纹层岩”，形成了以混积岩致密油为主的有利的源储组合。油气横向上沿层理面作短距离二次运移、纵向上沿富有机质凝灰岩纹层通过生烃增压造成的微裂缝以及构造缝进行短距离运移（微运移）至白云质纹层（见图2h）。勘探实践证实，成熟烃源岩与良好储集层配置区油气富集成藏（见图9），如在烃源岩成熟区L8井位于推覆体构造高点，裂缝发育，油气主要以裂缝型灰质砂岩以及灰岩致密油为主；L33井处在腹部负向构造上，缺乏断裂及裂缝，储集层致密，由于烃源岩成熟度高，直井仍获得低产油流，属典型的混积岩致密油；L9井位于构造斜坡区，紧邻成熟烃源岩生烃主洼，储集层物性较好，获得工业油流，属（沉）凝灰岩致密油；L52井位于剥蚀区附近，无构造背景，储集层致密且裂缝不发育，烃源岩成熟度低，但发育溶蚀孔，灰质泥岩储集层经过大型压裂改造，仍可获低产油流。实践表明，芦二段大面积含油，孔隙和裂缝发育区含油性明显偏好，随着储集层改造技术的进步，物性较差和烃源岩成熟度较低的斜坡区仍具有获得油流的条件。

图9 芦草沟组二段成藏模式图（Pt—二叠系头屯河组）

5 资源潜力与勘探“甜点”

5.1 资源潜力

致密油能否进行商业性开采，主要取决于其资源丰度[12-13]。三塘湖盆地芦二段相继有L3、L8、L9、L52、L33、H3等井见到了工业油流，综合前期探井的地球化学、测井和取心含油饱和度分析等资料，利用体积法估算芦草沟组致密油资源丰度为286×104t/km2；依据20余口探井317个岩心样品热解分析结果，用热解法估算资源丰度为158×104t/km2；用氯仿沥青法估算资源丰度为186×104t/km2。这3种方法估算的三塘湖盆地芦二段资源丰度平均为210×104t/km2，估算三塘湖盆地总资源量为21×108t，其中马朗凹陷约为16.8×108t，条湖凹陷约为4.2×108t。

5.2 勘探“甜点”

芦二段混积岩致密油属于“连续—准连续型”“油藏”，根据这类混积岩致密油形成机理与富集规律，综合考虑沉积环境、烃源岩厚度、成熟度、有机质丰度、埋深、地震相、构造及储集层物性等多个因素，平面上具备最多富集地质条件的叠合区就是勘探“甜点”。根据成藏主控因素评价优选了三塘湖盆地马朗—条湖凹陷芦二段“甜点”（见图10），“甜点”面积总计约100 km2。

图10 研究区芦草沟组二段“甜点”综合评价图

6 结论

芦二段主要发育凝灰岩、碳酸盐岩、陆源碎屑岩和混积岩4类岩性，常常是多种岩性互层并呈纹层构造特征。芦二段混积岩、混积沉凝灰岩、白云质沉凝灰岩是一套优质的新型烃源岩，是盆地主力烃源岩，厚度大，丰度高，处于低熟—成熟阶段，为混积岩致密油的形成奠定了基础。芦二段油层主要岩性为混积岩、凝灰质白云岩和白云质沉凝灰岩，储集层基质孔隙度为2%～12%，渗透率受裂缝影响差异较大，为一套特低孔、超低渗的裂缝-孔隙型储集层。芦二段混积岩致密油属于“连续—准连续型”“油藏”，大面积连续分布，裂缝及溶蚀孔隙发育区是这类混积岩致密油重要的“甜点”，“甜点”面积总计约100 km2，估算马朗凹陷总资源量约为16.8×108t，条湖凹陷总资源量约为4.2×108t。

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（编辑 黄昌武）

Geological characteristics and exploration potential of diamictite tight oil in the second Member of the Permian Lucaogou Formation,Santanghu Basin,NW China

Li Xinning1,Ma Qiang1,Liang Hui1,Zhang Pin1,Zhang Qi1,Jia Xueli1,Pu Zhenshan1,Yan Ligang1,Meng Yuanlin2
(1.Exploration and Development Institute of PetroChina Tuha Oilfield Company,Tuha 839009,China;2.College of Geosciences,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China)

Based on the latest exploration data of tight oil,the evaluation of the “seven properties” relation of diamictite tight oil in the second Member of the Permian Lucaogou Formation in Santanghu Basin was carried out.The second Member of the Lucaogou Formation developed a new suit of high-quality hydrocarbon source rocks,which are characterized by wedging distribution,big thickness,high organic content and good organic type,and the overall being in the oil-generating window.Complex in lithology,the second Member of the Lucaogou Formation is a set of laminated structure diamictite combination composed of detrital material of terrigenous origin,dust fall,carbonate rock in variable proportions.With low natural gamma and high electrical resistivity,strong heterogeneity,micropores as main matrix porosity,it has features of ultra-low porosity and extra-low permeability;the fractures in it provide some reservoir space,and make great contribution to permeability.The Member has good oiliness (oil saturation from conventional core analysis is 15%-80%),high content of brittle minerals (80%-90%),clay mineral content of less than 10% in general;core sensitivity test shows that it varies widely in water sensitivity and velocity sensitivity,and is weak in acid sensitivity.Through evaluating the “seven properties” relation,it is concluded that the main control factors of the tight oil layer are the maturity of hydrocarbon source rock and reservoir physical property.The “sweet spots” of diamictite tight oil in the second Member of the Lucaogou Formation were selected,that is,the areas with favorable reservoir physical properties in the mature hydrocarbon source rock of the sag.

Santanghu Basin;Permian Lucaogou Formation;tight oil;diamictite;geological characteristics;exploration potential

国家自然科学基金项目（U1262106；41572135）；国家科技重大专项（2011ZX05001-002-004）；中国石油科技重大专项（2012E-34-02；2012E-34-04）

TE122.2

A

1000-0747(2015)06-0763-09

10.11698/PED.2015.06.09

李新宁（1970-），男，陕西富平人，中国石油吐哈油田公司高级工程师，主要从事非常规油气地质研究与勘探工作。地址：新疆维吾尔自治区哈密石油基地勘探开发研究院勘探二所，邮政编码：839009。E-mail：xinningli@petrochina.com.cn

联系作者：马强（1983-），男，新疆哈密人，中国石油吐哈油田公司工程师，主要从事非常规油气地质研究与勘探工作。地址：新疆维吾尔自治区哈密石油基地勘探开发研究院勘探二所，邮政编码：839009。E-mail：yjymq@petrochina.com.cn

2014-12-24

2015-10-12